NO334349B1 - Thermal process for treating hydrocarbon contaminated drill cuttings - Google Patents
Thermal process for treating hydrocarbon contaminated drill cuttings Download PDFInfo
- Publication number
- NO334349B1 NO334349B1 NO20043930A NO20043930A NO334349B1 NO 334349 B1 NO334349 B1 NO 334349B1 NO 20043930 A NO20043930 A NO 20043930A NO 20043930 A NO20043930 A NO 20043930A NO 334349 B1 NO334349 B1 NO 334349B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cuttings
- hydrocarbon
- contaminated
- weight
- treated
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 title claims abstract description 143
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 75
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 73
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 91
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 68
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 62
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 59
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000003795 desorption Methods 0.000 claims description 52
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 39
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 30
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 14
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 claims description 12
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical group [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 8
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 5
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 4
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 claims description 3
- 229910001514 alkali metal chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 150000001340 alkali metals Chemical group 0.000 claims description 3
- 229910001617 alkaline earth metal chloride Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 3
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims description 2
- 229910052602 gypsum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000010440 gypsum Substances 0.000 claims description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 2
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims 1
- 238000005367 electrostatic precipitation Methods 0.000 claims 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 claims 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 60
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 17
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 6
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 6
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 6
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- -1 agglomerants Substances 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 4
- ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N Calcium oxide Chemical compound [Ca]=O ODINCKMPIJJUCX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 2
- 239000000292 calcium oxide Substances 0.000 description 2
- 235000012255 calcium oxide Nutrition 0.000 description 2
- 239000012159 carrier gas Substances 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N chlorous acid Chemical class OCl=O QBWCMBCROVPCKQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 2
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 2
- 150000002826 nitrites Chemical class 0.000 description 2
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 2
- 150000003071 polychlorinated biphenyls Chemical group 0.000 description 2
- 238000007781 pre-processing Methods 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000012798 spherical particle Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 150000004763 sulfides Chemical class 0.000 description 2
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L sulfite Chemical class [O-]S([O-])=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 description 2
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 2
- 239000011882 ultra-fine particle Substances 0.000 description 2
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 description 1
- 229920002261 Corn starch Polymers 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 description 1
- 239000000853 adhesive Substances 0.000 description 1
- 230000001070 adhesive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000008275 binding mechanism Effects 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011116 calcium hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N calcium oxide Chemical compound [O-2].[Ca+2] BRPQOXSCLDDYGP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000011362 coarse particle Substances 0.000 description 1
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 239000000567 combustion gas Substances 0.000 description 1
- 239000008120 corn starch Substances 0.000 description 1
- 238000002425 crystallisation Methods 0.000 description 1
- 230000008025 crystallization Effects 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000007812 deficiency Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000004571 lime Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 150000002681 magnesium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920001592 potato starch Polymers 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 238000005029 sieve analysis Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 238000007711 solidification Methods 0.000 description 1
- 230000008023 solidification Effects 0.000 description 1
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 230000001988 toxicity Effects 0.000 description 1
- 231100000419 toxicity Toxicity 0.000 description 1
- 238000004148 unit process Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/065—Separating solids from drilling fluids
- E21B21/066—Separating solids from drilling fluids with further treatment of the solids, e.g. for disposal
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09B—DISPOSAL OF SOLID WASTE
- B09B3/00—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09B—DISPOSAL OF SOLID WASTE
- B09B3/00—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless
- B09B3/40—Destroying solid waste or transforming solid waste into something useful or harmless involving thermal treatment, e.g. evaporation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B09—DISPOSAL OF SOLID WASTE; RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09C—RECLAMATION OF CONTAMINATED SOIL
- B09C1/00—Reclamation of contaminated soil
- B09C1/06—Reclamation of contaminated soil thermally
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Soil Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Hydrokarbonkontaminanter i borekaks generert i en oljeboringsoperasjon fjernes ved blanding av borekaksene med en agglomerant (1 24) for å produsere en forbehand-lingsblanding (126)- oppvarming (140) for å fordampe hydrokarbonkontaminantene under et forhold hvor dampmedrevbare partikler av borekaksene agglomereres ved hjelp av agglomeranten, og sammenbrerining av borekaksene hemmes; borekaks som har et redusert innhold av kontaminanten fjernes (1 80), og.fordampede hydrokarboner som har et redusert innhold av dampmedrevbare partikler utvinnes (1 60). På denne måten reduseres småpartikkelinnholdet av damper som frigjøres fra borekaksene.Hydrocarbon contaminants in drilling cuttings generated in an oil drilling operation are removed by mixing the drilling cuttings with an agglomerant (1 24) to produce a pretreatment mixture (126) - heating (140) to evaporate the hydrocarbon contaminants under a ratio where steam-drivable particles of the drilling cuttings agglomerate the agglomerant, and the coalescence of the cuttings is inhibited; cuttings having a reduced content of the contaminant are removed (1 80), and vaporized hydrocarbons having a reduced content of vapor-displaceable particles are recovered (1 60). In this way, the small particle content of vapors released from the drill cuttings is reduced.
Description
Den foreliggende oppfinnelsen angår behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks og særlig termisk desorpsjonsbehandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks. The present invention relates to the treatment of hydrocarbon-contaminated drilling cuttings and in particular thermal desorption treatment of hydrocarbon-contaminated drilling cuttings.
Miljøreguleringer som styrer bruken av oljebaserte borefiuider har blitt inn-strammet, spesielt for offshore-boreoperasjoner, på grunn av potensielt uheldige effekter av borekaksutslipp i miljøet. Spesielt har oljebaserte borefiuider typisk svært dårlig bionedbrytbarhet under anaerobe forhold, slik som de som finnes i dypt sjøvann. Følgelig oppbygges hauger av borekaks, hvis fysisk-kjemiske egenskaper ikke endrer seg i betydelig grad, om noe, under slike anaerobe forhold, på sjøbunnen og danner potensielt miljøfarlige avsetninger. Også noen borefiuider har høye nivåer av aromatiske hydrokarboner som kunne ha potensielt uheldige giftighetsrelaterte effekter. Environmental regulations governing the use of oil-based drilling fluids have been tightened, particularly for offshore drilling operations, due to the potentially adverse effects of drilling cuttings discharges into the environment. In particular, oil-based drilling fluids typically have very poor biodegradability under anaerobic conditions, such as those found in deep seawater. Consequently, piles of drilling cuttings, whose physico-chemical properties do not change significantly, if at all, under such anaerobic conditions, build up on the seabed and form potentially environmentally hazardous deposits. Also, some drilling fluids have high levels of aromatic hydrocarbons that could have potentially adverse toxicity-related effects.
På grunn av mangler innen offshorebehandling av borekaks, oppsamles og transporteres borekaks noen ganger til land for behandling og fjerning. Dette øker risikoen for tilfeldig frigjøring av borekaks til vann under transport fra riggen til land for behandling på land. Siden offshoreborerigger har begrenset med plass, spesielt for lagring av borekaks, er det gjort forsøk på å effektivisere offshorebehandling av borekaks. Men en av ulempene med offshorebehandling av borekaks er den begrensede plassen som er tilgjengelig for utstyr. Due to deficiencies in offshore drilling cuttings processing, drilling cuttings are sometimes collected and transported onshore for processing and disposal. This increases the risk of accidental release of drilling cuttings into water during transport from the rig to shore for onshore processing. Since offshore drilling rigs have limited space, especially for the storage of drilling cuttings, attempts have been made to make offshore processing of drilling cuttings more efficient. But one of the disadvantages of offshore processing of drill cuttings is the limited space available for equipment.
En rekke kjente prosesser anvender et fluidisert sjikt for fordampning av kontaminanter fra faste stoffer. Imidlertid produserer som diskutert nedenfor mesteparten av prosessene betydelige mengder av fine småpartikler i gasstrømmen som går ut av det fluidiserte sjiktet. Småpartikler utgjør problemer for utvinning av væsker og i spillgass som frigjøres til atmosfæren. Derfor krever mange av prosessene diskutert nedenfor et omfattende støvoppsamlingssystem slik som en syklon eller posefilter for fjerning av småpartikler. A number of known processes use a fluidized bed for evaporation of contaminants from solids. However, as discussed below, most processes produce significant amounts of fine particles in the gas stream exiting the fluidized bed. Small particles pose problems for the recovery of liquids and in waste gas released to the atmosphere. Therefore, many of the processes discussed below require an extensive dust collection system such as a cyclone or bag filter for the removal of fine particles.
WO00/49269 (Mclntyre) beskriver en termisk desorpsjonsprosess hvor borefluiddamper termisk desorberes fra borekaks. Hydrokarbonkontaminerte borekaks mates til et trykksatt desorpsjonskammer hvor en varm oppvarmingsgass (for eksempel 204-316°C) pumpes inn i kammeret for å oppvarme borekaksene ved konveksjon. En blanding av borefluiddamper og oppvarmingsgass slippes ut gjennom et toppdamputløp og rensede borekakser fjernes via et underløp av borekaksutløp. WO00/49269 (Mclntyre) describes a thermal desorption process where drilling fluid vapors are thermally desorbed from drilling cuttings. Hydrocarbon-contaminated cuttings are fed to a pressurized desorption chamber where a hot heating gas (eg 204-316°C) is pumped into the chamber to heat the cuttings by convection. A mixture of drilling fluid vapor and heating gas is discharged through a top steam outlet and cleaned cuttings are removed via an underflow of cuttings outlet.
Gassblandingen prosesseres fortrinnsvis i en syklon for å fjerne fine partikler medrevet i gassen. Gassblandingen kondenseres så for å utvinne borefluiddamp i væskeform for resirkulering til et borefluidlagrings- og sirkuleringssystem. The gas mixture is preferably processed in a cyclone to remove fine particles entrained in the gas. The gas mixture is then condensed to recover drilling fluid vapor in liquid form for recycling to a drilling fluid storage and circulation system.
U.S. patent nr. 5,882,381 (Hauck et al.) beskriver også et termisk desorpsjonssystem for behandling av hydrokarbonkontaminerte faste stoffer, i dette tilfellet et vakuum-termisk desorpsjonssystem. En inert gassgenerator anvendes for å opprettholde lav C>2 (under 7 %) for å forhindre forbrenning i prosessgasstrømmen. Den inerte gassen mates til et fluidisert sjikt ved en temperatur i et område på 316-871°C for å fordampe kontaminantene. U.S. patent No. 5,882,381 (Hauck et al.) also describes a thermal desorption system for treating hydrocarbon contaminated solids, in this case a vacuum thermal desorption system. An inert gas generator is used to maintain low C>2 (below 7%) to prevent combustion in the process gas stream. The inert gas is fed to a fluidized bed at a temperature in the range of 316-871°C to vaporize the contaminants.
Prosessgassen som går ut av det fluidiserte sjiktet inneholder medrevne faste stoffer som fjernes i et høytemperatur posefilter slik som et pulsstråle-keramisk filter-støvoppsamlersystem. Gasstrømmen som går ut av posefilteret behandles så i en forkjøler og en kondensator for å fjerne eventuelle gjenværende småpartikler, vann og kontaminanter. The process gas exiting the fluidized bed contains entrained solids that are removed in a high temperature bag filter such as a pulse jet ceramic filter dust collector system. The gas stream exiting the bag filter is then treated in a precooler and a condenser to remove any remaining fine particles, water and contaminants.
U.S. patent nr. 4,778,606 (Meenan et al.) angår en fremgangsmåte og et apparat for behandling av et polyklorinert bifenyl(PCB)kontaminert faststoff. Et kontaminert slam (5 til 90 % H2O) bringes i kontakt med svært varm luft og forbrenningsgasser i en separator ved en temperatur på 454-1371°C. Separatoren tørker, klassifiserer og fører slammet i en kontinuerlig operasjon. I den nedre delen av separatoren fluidiseres delvis tørre småpartikler til å fordampe kontaminanter. Fine småpartikler medrives i gasstrømmen ut av separatoren og mates til en syklonseparator. U.S. patent No. 4,778,606 (Meenan et al.) relates to a method and apparatus for treating a polychlorinated biphenyl (PCB) contaminated solid. A contaminated sludge (5 to 90% H2O) is brought into contact with very hot air and combustion gases in a separator at a temperature of 454-1371°C. The separator dries, classifies and transports the sludge in a continuous operation. In the lower part of the separator, partially dry small particles are fluidized to evaporate contaminants. Fine particles are entrained in the gas stream out of the separator and fed to a cyclone separator.
Ethvert partikkelformet stoff som inneholder overskuddskontaminant kan returneres til en blander oppstrøms for separatoren for resirkulering. Blanderen blander det tørkede partikkelstoffet med det inngående slammet for mating til separatoren. Any particulate matter containing excess contaminant may be returned to a mixer upstream of the separator for recycling. The mixer mixes the dried particulate matter with the incoming sludge for feed to the separator.
Meenan et al. foreslår at, om ønskelig, ytterligere materiale slik som rent vann eller kjemikalier kan tilsettes slammet i blanderen/materen for å tilveiebringe et slam som har en forhåndsbestemt prosent (for eksempel 50 vekt% vann) eller for å desinfisere eller på annen måte behandle slammet i blanderen. Meenan et al. suggests that, if desired, additional material such as clean water or chemicals may be added to the sludge in the mixer/feeder to provide a sludge having a predetermined percentage (eg 50% water by weight) or to disinfect or otherwise treat the sludge in the mixer.
DE 36 04 761 Al (Schattenberg) beskriver også en termisk desorpsjon for behandling av hydrokarbonkontaminert jord ved anvendelse av et roterende rør eller fluidsjikt. En inert bærergass slik som nitrogen anvendes for oppvarming av jorda til hydrokarbonkontaminantens koketemperatur (for eksempel 400°C). Nitrogen, vanndamp og fordampede hydrokarboner strømmer ut av det roterende røret eller fluidsjiktet gjennom en støvfjerner for separering av småpartikler og deretter gjennom et destillasjonstårn for separering av vann og olje. DE 36 04 761 Al (Schattenberg) also describes a thermal desorption for the treatment of hydrocarbon-contaminated soil using a rotating tube or fluidized bed. An inert carrier gas such as nitrogen is used to heat the soil to the hydrocarbon contaminant's boiling temperature (for example 400°C). Nitrogen, water vapor and vaporized hydrocarbons flow out of the rotating tube or fluidized bed through a deduster to separate fine particles and then through a distillation tower to separate water and oil.
Ingen av de ovennevnte prosessene beskriver eller foreslår behandling av faste stoffer før termisk desorpsjon på en måte for å redusere småpartikkelutslippet eller for å øke partikkelstørrelsen. None of the above processes describe or suggest treating solids prior to thermal desorption in a manner to reduce particulate emission or to increase particle size.
U.S. patent nr. 5,200,033 (Weitzman) foreslår å anvende et bindemiddel i en størknings-/stabiliseringsprosess. Weitzmans termiske desorpsjonsprosess anvender en termisk kontaktor med elektriske eller fiuidoppvarmede vegger. Kontaminerte faststoffer røres og beveges gjennom brennkammeret av dampstråler, luftstråler, mekaniske raker, ploger eller armer. Veggtemperaturen øker nedstrøms i bevegelsesretningen til de faste stoffene for å oppvarme de faste stoffene og frigjøre flyktige komponenter. En spylegass slik som en ikke-kondenserbar gass eller overopphetet damp anvendes for å spyle de flyktige komponentene frigjort fra faststoffene. U.S. Patent No. 5,200,033 (Weitzman) suggests using a binder in a solidification/stabilization process. Weitzman's thermal desorption process uses a thermal contactor with electrically or fluid-heated walls. Contaminated solids are stirred and moved through the combustion chamber by steam jets, air jets, mechanical rakes, plows or arms. The wall temperature increases downstream in the direction of movement of the solids to heat the solids and release volatile components. A purge gas such as a non-condensable gas or superheated steam is used to purge the volatile components released from the solids.
Bindemidler kan tilsettes for å stabilisere og størkne de kontaminerte faste stoffene. Foreslåtte bindemidler omfatter portlandsement, pozzolaniske materialer, flyveaske, sementovnstøv, kalkovnstøv, ulesket kalk, kalsiumhydroksid, kalsiumoksid, magnesiumforbindelser, natriumhydroksid og oppløselige silikater. Bindemidlene kan mates separat inn i kammeret eller forblandes med forurenset jord. Binders may be added to stabilize and solidify the contaminated solids. Suggested binders include portland cement, pozzolanic materials, fly ash, cement kiln dust, lime kiln dust, quicklime, calcium hydroxide, calcium oxide, magnesium compounds, sodium hydroxide and soluble silicates. The binders can be fed separately into the chamber or premixed with contaminated soil.
Gasser fra kammeret kondenseres for å fjerne kontaminant og vanndamp og passeres så gjennom en småpartikkeloppsamlingsanordning (for eksempel elektrostatisk bunnfellingsapparat, vaskeapparat eller stoffilter). Weitzman erkjente at mange typer faststoffer vil sammenbrenne på varme overflater slik som kontaktorens vegger. Følgelig tilveiebringer han en rekke skraper eller raker for å skrape kontaktorens vegger. Gases from the chamber are condensed to remove contaminant and water vapor and then passed through a particulate collection device (eg electrostatic precipitator, scrubber or dust filter). Weitzman recognized that many types of solids will combust on hot surfaces such as the walls of the contactor. Accordingly, he provides a series of scrapers or rakes to scrape the walls of the contactor.
Men borekaks er spesielt tilbøyelig til sammenbrenning når de oppvarmes på grunn av beskaffenheten til de faste stoffene og borefiuidene. Mens prosesser som de til Weitzman kan skrape veggene til den termiske kontaktoren for å ta hånd om sammenbrenning, er ikke fluidiserte sjiktprosesser de som bidrar til slike anordninger. Når sammenbrenning forekommer, fanger et fast eksternt lag hydrokarbonkontaminanter på innsiden av sammenbrenningen, som resulterer i ineffektiv behandling. Derfor har fagfolk unngått tilsetning av ytterligere komponenter til de kontaminerte faststoffene som kan føre til ytterligere sammenbrenning. But drilling cuttings are particularly prone to combustion when heated due to the nature of the solids and drilling fluids. While processes such as Weitzman's can scrape the walls of the thermal contactor to take care of coalescence, fluidized bed processes are not conducive to such devices. When combustion occurs, a solid external layer traps hydrocarbon contaminants inside the combustion, resulting in ineffective treatment. Therefore, professionals have avoided adding additional components to the contaminated solids that could lead to further combustion.
På den annen side produserer termiske desorpsjonsprosesser, og særlig fluidiserte sjiktprosesser, fine småpartikler som ikke er lette å håndtere, spesielt når det er plassbegrensninger. On the other hand, thermal desorption processes, and fluidized bed processes in particular, produce fine particles that are not easy to handle, especially when space is limited.
Ifølge ett aspekt av den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for fjerning av hydrokarbonkontaminant fra borekaks generert i en oljeboringsoperasjon som er kjennetegnet ved: i) blanding av borekaks som inneholder en hydrokarbonkontaminant med en According to one aspect of the present invention, there is provided a method for removing hydrocarbon contaminant from cuttings generated in an oil drilling operation which is characterized by: i) mixing cuttings containing a hydrocarbon contaminant with a
agglomerant for å produsere en forbehandlingsblanding; agglomerant to produce a pretreatment mixture;
ii) oppvarming av forbehandlingsblandingen ved en temperatur som er effektiv til å fordampe hydrokarbonkontaminanten av borekaksene, under en tilstand hvor borekakspartikler som normalt er dampmedrevbare agglomereres av agglomeranten, og sammenbinding av borekaks hemmes; ii) heating the pretreatment mixture at a temperature effective to vaporize the hydrocarbon contaminant of the cuttings, under a condition where cuttings particles that are normally vapor-entrainable are agglomerated by the agglomerant, and bonding of the cuttings is inhibited;
iii) utvinning av borekaks som har et redusert innhold av kontaminanten; og iii) recovery of drilling cuttings that have a reduced content of the contaminant; and
iv) utvinning av fordampede hydrokarboner som har et redusert innhold av dampmedrevbare partikler. iv) extraction of evaporated hydrocarbons which have a reduced content of vapor-entrainable particles.
Ifølge en særlig utførelsesform av oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for behandling av borekaks forurenset med minst ett hydrokarbon, som er kjennetegnet ved trinnene: (a) tilveiebringelse av hydrokarbonkontaminerte borekaks med en første partikkelstørrelsesfordeling som har en første middeldiameter; (b) blanding av de hydrokarbonkontaminerte borekaksene med en agglomerant for å produsere en forbehandlingsblanding; (c) etablering av en forbehandling med totalt væskeinnhold i forbehandlingsblandingen i et område fra ca. 5 vekt% til ca. 20 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen; (d) røring og oppvarming av forbehandlingsblandingen ved en temperatur som er tilstrekkelig til å fordampe stort sett alt av- hydrokarbonet under agglomerering av dampmedrevbare partikler i borekaksene for å danne agglomerater; og (e) utvinning av behandlede borekaks med en andre partikkelstørrelses-fordeling som har en andre middeldiameter større enn den første middeldiameteren, de behandlede borekaksene har et resterende hydrokarboninnhold på mindre enn eller lik ca 3 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene. According to a particular embodiment of the invention, a method for treating drilling cuttings contaminated with at least one hydrocarbon is provided, which is characterized by the steps: (a) providing hydrocarbon-contaminated drilling cuttings with a first particle size distribution having a first mean diameter; (b) mixing the hydrocarbon contaminated drill cuttings with an agglomerant to produce a pretreatment mixture; (c) establishing a pre-treatment with a total liquid content in the pre-treatment mixture in a range from approx. 5% by weight to approx. 20% by weight, based on the total weight of the pretreatment mixture; (d) stirring and heating the pretreatment mixture at a temperature sufficient to vaporize substantially all of the hydrocarbon while agglomerating vapor-entrainable particles in the cuttings to form agglomerates; and (e) recovering treated cuttings having a second particle size distribution having a second mean diameter greater than the first mean diameter, the treated cuttings having a residual hydrocarbon content of less than or equal to about 3% by weight, based on the total weight of the treated cuttings.
Den termiske desorpsjonsprosessen ifølge den foreliggende oppfinnelsen vil bedre forstås under henvisning til den følgende detaljerte beskrivelsen og figurene som det er henvist til der, hvor: Figur 1 er et flytskjema av en utførelsesform av en termisk prosess for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks; Figur 2 er et flytskjema av en annen utførelsesform av en termisk prosess for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks hvor minst en andel av de behandlede borekaksene resirkuleres; og Figur 3 er et flytskjema av en ytterligere utførelsesform av en termisk prosess for behandling av hydrokarbonkontaminerte borekaks anvendt i eksempel 1. The thermal desorption process according to the present invention will be better understood with reference to the following detailed description and the figures referred to therein, where: Figure 1 is a flow diagram of an embodiment of a thermal process for treating hydrocarbon-contaminated drill cuttings; Figure 2 is a flowchart of another embodiment of a thermal process for treating hydrocarbon-contaminated drilling cuttings where at least a proportion of the treated drilling cuttings is recycled; and Figure 3 is a flowchart of a further embodiment of a thermal process for treating hydrocarbon-contaminated drilling cuttings used in example 1.
Definisjoner Definitions
Partikkelstørrelse uttrykkes vanligvis ved dimensjonen av dens "partikkeldiameter". Ikke-sfæriske partikler er vanligvis beskrevet å være ekvivalente i diameter med en sfære (kule) som har samme massen, volumet, overfiatearealet eller sedimenterings-hastigheten som den aktuelle ikke-sfæriske partikkelen. Partikkeldiameter uttrykkes typisk i u.m-enheter (dvs. IO"<6>m). Particle size is usually expressed by the dimension of its "particle diameter". Non-spherical particles are usually described as being equivalent in diameter to a sphere (sphere) having the same mass, volume, surface area or settling velocity as the non-spherical particle in question. Particle diameter is typically expressed in u.m units (ie IO"<6>m).
"Middeldiameter" betyr partikkeldiameteren hvor halvparten av den målte mengden (masse, overflateareal, antall) av partikler har en partikkeldiameter som er mindre enn den diameteren. Følgelig er middeldiameteren, dso, et mål for sentraltendens og kan lett estimeres, spesielt når data er presentert i kumulativ form. Data kan oppnås for eksempel fra siktanalyse. "Mean diameter" means the particle diameter where half of the measured amount (mass, surface area, number) of particles has a particle diameter smaller than that diameter. Consequently, the mean diameter, dso, is a measure of central tendency and can be easily estimated, especially when data are presented in cumulative form. Data can be obtained, for example, from sight analysis.
Et "agglomerat" er en klynge av to eller flere partikler som er holdt sammen av fysiske, kjemiske og/eller fysisk-kjemiske vekselvirkninger. An "agglomerate" is a cluster of two or more particles held together by physical, chemical and/or physicochemical interactions.
Et "agglomereringsmiddel" er en substans som vil binde faste partikler sammen for å danne et agglomerat etter at bærervæske er fordampet. An "agglomerating agent" is a substance that will bind solid particles together to form an agglomerate after the carrier liquid has evaporated.
En "agglomerant" er en oppløsning eller blanding av agglomereringsmiddel og en bærervæske. An "agglomerant" is a solution or mixture of agglomerant and a carrier liquid.
"Totalt væskeinnhold" ("TLC") er totalvekten av all væske i en blanding, omfattende bulkvæsker, væsker på de faste partikkeloverflatene og væsker absorbert inn i faste partikler. Forholdene for væskefasen er atmosfærisk trykk og drifts-temperaturer. Væsker i en blanding kan omfatte, uten begrensning, vann, hydrokarboner, vandige saltløsninger, agglomeranter, emulgatorer, overflateaktive midler og kombinasjoner derav. "Total liquid content" ("TLC") is the total weight of all liquid in a mixture, including bulk liquids, liquids on the solid particle surfaces, and liquids absorbed into solid particles. The conditions for the liquid phase are atmospheric pressure and operating temperatures. Liquids in a mixture may include, without limitation, water, hydrocarbons, aqueous salt solutions, agglomerants, emulsifiers, surfactants and combinations thereof.
"Hydrokarbonkontaminerte borekaks" ("HC-kontaminerte borekaks") er stein-partikler og borefluid gjenvunnet fra en brønnboringsoperasjon. Den nøyaktige sammensetningen av borekaksene vil variere fra en operasjon til en annen og under en operasjon på grunn av endring av steinsammensetningen og borefluid-sammensetningen. Imidlertid omfatter hydrokarbonkontaminerte borekaks, uten begrensning, hydrokarboner, vann, skifer, leirer, sandstein, karbonater, borefiuider og kombinasjoner derav. "Hydrocarbon-contaminated cuttings" ("HC-contaminated cuttings") are rock particles and drilling fluid recovered from a well drilling operation. The exact composition of the cuttings will vary from one operation to another and during an operation due to changes in rock composition and drilling fluid composition. However, hydrocarbon-contaminated cuttings include, without limitation, hydrocarbons, water, shale, clays, sandstones, carbonates, drilling fluids, and combinations thereof.
"Dampmedrevbare partikler" er partikler, spesielt fine partikler, av borekaksene som har fysiske karakteristikker slik at de kan medrives i hydrokarbondampen som frigjøres fra forbehandlingsblandingen ved fordampning under oppvarmingstrinnet. Den omfatter på samme måte slike partikler som kan medrives av gasser, typisk inerte bærergasser, som passerer gjennom forbehandlingsblandingen under oppvarmingstrinnet. "Vapor entrainable particles" are particles, particularly fine particles, of the cuttings that have physical characteristics such that they can be entrained in the hydrocarbon vapor released from the pretreatment mixture by evaporation during the heating step. It likewise includes such particles as may be entrained by gases, typically inert carrier gases, which pass through the pretreatment mixture during the heating step.
Prosess Process
I henhold til den foreliggende oppfinnelsen blandes hydrokarbonkontaminerte ("HC-kontaminerte") borekaks med en agglomerant for å produsere en forbehandlingsblanding. Forbehandlingsblandingen oppvarmes for å fordampe hydrokarbonkontaminanten av borekaksene under agglomerering av dampmedrevbare partikler av borekaksene, for å danne agglomerater som ikke er medrevet av hydrokarbondampen som frigjøres fra forbehandlingsblandingen. According to the present invention, hydrocarbon-contaminated ("HC-contaminated") drilling cuttings are mixed with an agglomerant to produce a pretreatment mixture. The pretreatment mixture is heated to vaporize the hydrocarbon contaminant of the cuttings while agglomerating vapor-entrained particles of the cuttings to form agglomerates that are not entrained by the hydrocarbon vapor released from the pretreatment mixture.
I en særlig utførelsesform kontrolleres det totale væskeinnholdet ("TLC") av forbehandlingsblandingen til et væskeinnhold i området fra ca 5 vekt% til ca 20 vekt% basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen. Blandingen røres og oppvarmes så i en termisk desorpsjonsenhet slik at (1) agglomerater dannes og (2) stort sett alt hydrokarbonet fordampes. Typisk kan hydrokarbonet omfatte C8-C24hydrokarboner. Ved produksjon av agglomerater, spesielt fine partikler, reduseres i betydelig grad mengden av fine partikler medrevet i gass som går ut av den termiske desorpsjonsenheten. Imidlertid er ikke agglomeratene så store at det fører til sammenbrenning i den termiske desorpsjonsenheten. In a particular embodiment, the total liquid content ("TLC") of the pretreatment mixture is controlled to a liquid content in the range of from about 5% by weight to about 20% by weight based on the total weight of the pretreatment mixture. The mixture is stirred and then heated in a thermal desorption unit so that (1) agglomerates are formed and (2) substantially all of the hydrocarbon is vaporized. Typically, the hydrocarbon may comprise C8-C24 hydrocarbons. In the production of agglomerates, especially fine particles, the quantity of fine particles entrained in gas leaving the thermal desorption unit is reduced to a significant extent. However, the agglomerates are not so large that it leads to combustion in the thermal desorption unit.
Generelt er hydrokarbonkontaminerte borekaks fluidiserbare og således er det spesielt passende å utføre oppvarmingen eller den termiske desorpsjonen når de kontaminerte borekaksene er i en fluidisert tilstand. Gassen som anvendes for etableringen av den fluidiserte tilstanden vil typisk være en inertgass slik som nitrogen, og strøm av slik gass gjennom forbehandlingsblandingen bidrar til utløpet eller frigjøringen av damper av hydrokarbonkontaminanten fra forbehandlingsblandingen. In general, hydrocarbon-contaminated cuttings are fluidizable and thus it is particularly appropriate to perform the heating or thermal desorption when the contaminated cuttings are in a fluidized state. The gas used to establish the fluidized state will typically be an inert gas such as nitrogen, and flow of such gas through the pretreatment mixture contributes to the discharge or release of vapors of the hydrocarbon contaminant from the pretreatment mixture.
Generelt har behandlede borekaks en middeldiameter som er større enn middeldiameteren til de HC-kontaminerte borekaksene før behandling. Dessuten er resterende HC-innhold i de behandlede borekaksene mindre enn ca 3 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene. In general, treated drill cuttings have a mean diameter greater than the mean diameter of the HC-contaminated drill cuttings before treatment. Furthermore, residual HC content in the treated cuttings is less than about 3% by weight, based on the total weight of the treated cuttings.
Fordelene ved prosessen beskrevet her omfatter, uten begrensning, (1) redusert småpartikkelkonsentrasjon i gass som strømmer ut av den termiske desorpsjonsenheten, (2) behandlede borekaks som på en sikrere måte kan fjernes på grunn av redusert HC-innhold, (3) HC utvinnes og, som et resultat av redusert småpartikkel-innhold i kondensert utvunnet HC, kan anvendes på nytt om ønskelig og (4) redusert plasskrav både for plattformer på land og offshore sammenlignet med konvensjonelle prosesser. The advantages of the process described herein include, without limitation, (1) reduced particulate concentration in gas exiting the thermal desorption unit, (2) treated drill cuttings that can be more safely removed due to reduced HC content, (3) HC recovery and, as a result of reduced small particle content in condensed extracted HC, can be reused if desired and (4) reduced space requirements both for onshore and offshore platforms compared to conventional processes.
Prossbeskrivelse Pros description
Under henvisning til figur 1 har en termisk prosess 110 for behandling av HC-forurensede borekaks 122 en forbehandlingsmodul 120, en termisk desorpsjons-modul 140, en utløpsgassbehandlingsmodul 160 for behandling av utløpsgass fra den termiske desorpsjonsmodulen 140 og en behandlet borekakshåndteringsmodul 180 for håndtering av behandlede borekaks fra den termiske desorpsjonsmodulen 140. Hver av modulene er nærmere diskutert nedenfor. Referring to Figure 1, a thermal process 110 for treating HC-contaminated drill cuttings 122 has a pretreatment module 120, a thermal desorption module 140, an offgas treatment module 160 for treating offgas from the thermal desorption module 140 and a treated cuttings handling module 180 for handling treated drilling cuttings from the thermal desorption module 140. Each of the modules is discussed in more detail below.
Den oppfinneriske termiske prosessen kan drives i for eksempel en satsvis, matet-satsvis, kontinuerlig, semikontinuerlig eller uavbrutt måte avhengig av den nødvendige gjennomstrømningen kontra prosesskapasiteten. Fortrinnsvis drives den oppfinneriske termiske prosessen på en kontinuerlig måte. The inventive thermal process can be operated in, for example, a batch, fed-batch, continuous, semi-continuous or continuous mode depending on the required throughput versus process capacity. Preferably, the inventive thermal process is operated in a continuous manner.
F orbehandlingsmodul Preprocessing module
HC-kontaminerte borekaks 122 forbehandles i forbehandlingsmodulen 120 før de blir matet til den termiske desorpsjonsmodulen 140. Særlig blandes føde HC-kontaminerte borekaks 122 med en agglomerant 124, diskutert nærmere nedenfor, for å produsere en forbehandlingsblanding 126. Det totale væskeinnholdet ("TLC") av forbehandlingsblandingen kontrolleres i et område på fra ca 5 vekt% til ca 20 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen 126. HC-contaminated drill cuttings 122 are pretreated in the pretreatment module 120 before being fed to the thermal desorption module 140. In particular, feed HC-contaminated drill cuttings 122 are mixed with an agglomerant 124, discussed further below, to produce a pretreatment mixture 126. The total liquid content ("TLC" ) of the pretreatment mixture is controlled in a range of from about 5% by weight to about 20% by weight, based on the total weight of the pretreatment mixture 126.
Føde HC-kontaminerte borekakser 122 har typisk en første middeldiameter i et område på fra ca 15 u.m til ca 400 u.m (IO<6>m). TLC av HC-kontaminerte borekaks 122 kan endre seg fra operasjon til operasjon og fra trinn til trinn i en operasjon. Imidlertid er TLC i et område på fra ca 5 vekt% til ca 40 vekt%, mer typisk i et område på fra ca 15 vekt% til ca 20 vekt%, basert på totalvekten av de HC-kontaminerte borekaksene 122. Feed HC-contaminated drill cuttings 122 typically have a first mean diameter in a range of from about 15 µm to about 400 µm (10<6>m). TLC of HC-contaminated drill cuttings 122 may change from operation to operation and from step to step of an operation. However, the TLC is in a range of from about 5 wt% to about 40 wt%, more typically in a range of from about 15 wt% to about 20 wt%, based on the total weight of the HC-contaminated drill cuttings 122.
Etter blanding av agglomeranten 124, bør forbehandlingsblandingen 126 ha et TLC (TLCpt) i et område på fra ca 5 vekt% til ca 20 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen 126. Ved en TLCpt på mindre enn 5 vekt%, er agglomerater mindre sannsynlig dannet og ved en TLCpt på mer enn ca 20 vekt%, vil agglomerering være ukontrollert og sammenbrenning kan skje. I spesielle forsøk ble det funnet at ved TLCpy på ca 40 vekt%, så ble en termisk desorpsjonsenhet sammenbrent etter 2 timers drift slik at drift måtte avsluttes. Ved en TLCpt på ca 20 vekt%, krevde på en annen side at den samme enheten drevet i 24 timer før sammenbrenning at driften måtte avbrytes for fjerning av sammenbrent materiale. Fortrinnsvis er TLCpt i et område på fra ca 10 vekt% til ca 18 vekt%. Mer foretrukket er TLCpt i et område på fra ca 14 vekt% til ca 17 vekt%. After mixing the agglomerant 124, the pretreatment mixture 126 should have a TLC (TLCpt) in the range of from about 5% by weight to about 20% by weight, based on the total weight of the pretreatment mixture 126. At a TLCpt of less than 5% by weight, agglomerates are smaller probably formed and at a TLCpt of more than about 20% by weight, agglomeration will be uncontrolled and combustion may occur. In special tests, it was found that at TLCpy of about 40% by weight, a thermal desorption unit was burnt out after 2 hours of operation so that operation had to be terminated. At a TLCpt of about 20% by weight, on the other hand, the same unit operated for 24 hours before combustion required that the operation had to be interrupted for removal of combusted material. Preferably, the TLCpt is in a range of from about 10% by weight to about 18% by weight. More preferably, the TLCpt is in a range of from about 14% by weight to about 17% by weight.
TLC kan måles ved bruk av en retortetest som er vanlig å bruke i borefiuidbransjen eller en hvilken som helst annen egnet kommersielt tilgjengelig testmetode. TLC can be measured using a retort test commonly used in the drilling fluid industry or any other suitable commercially available test method.
Hvis TLCpt er på utsiden av det ønskede området, bør TLC reguleres som diskutert nedenfor. Imidlertid vil det forstås at det kan være operasjoner eller operasjonstrinn hvor forbehandlingsblandingen 126 vil være i det ønskede området og hvor det ikke er nødvendig med TLC-regulering. If TLCpt is outside the desired range, TLC should be adjusted as discussed below. However, it will be understood that there may be operations or operational steps where the pretreatment mixture 126 will be in the desired range and where TLC regulation is not required.
TLCpti forbehandlingsblandingen 126 kan kontrolleres på mange forskjellige måter. For eksempel, for å redusere TLC kan væske fjernes fra borekaksene og/eller relativt tørrere faststoffer kan blandes med de HC-kontaminerte borekaksene 122.1 begge tilfeller kan TLC reduseres før og/eller etter tilsetning av agglomerant 124. Imidlertid, ved fjerning av væske, er det foretrukket å gjøre dette før tilsetning av agglomerant 124. Ellers kan agglomerant 124 tapes. The TLCpti pretreatment mixture 126 can be controlled in many different ways. For example, to reduce TLC, liquid can be removed from the cuttings and/or relatively drier solids can be mixed with the HC-contaminated cuttings 122. In either case, TLC can be reduced before and/or after the addition of agglomerant 124. However, by removing liquid, it is preferred to do this before adding agglomerant 124. Otherwise, agglomerant 124 may be lost.
For eksempel, når TLC av de HC-kontaminerte borekaksene (TLCdc) 122 før tilsetning av agglomerant 124 er mer enn ca 20 vekt%, kan væske fjernes fra borekaksene. Væske kan fjernes for eksempel, uten begrensning, ved å føre minst en andel av de HC-kontaminerte borekaksene 122 gjennom en presse (ikke vist), en rystesil (ikke vist), en sentrifuge (ikke vist) eller en kombinasjon derav. For example, when the TLC of the HC-contaminated drill cuttings (TLCdc) 122 prior to the addition of agglomerant 124 is more than about 20% by weight, fluid may be removed from the drill cuttings. Liquid may be removed, for example, without limitation, by passing at least a portion of the HC-contaminated drill cuttings 122 through a press (not shown), a shaker screen (not shown), a centrifuge (not shown), or a combination thereof.
Ved en TLCdcpå mindre enn ca 20 vekt% blir væskefjerning ved bruk av disse mekaniske anordningene vanskeligere. Følgelig, når det er mindre enn ca 20 vekt%, er det foretrukket å tilsette relativt tørrere faststoffer til de HC-kontaminerte borekaksene 122.1 en foretrukket utførelsesform, illustrert i figur 2 og nærmere diskutert nedenfor, kan minst en andel av de behandlede borekaksene 284 resirkuleres til forbehandlingsmodulen 226 for å redusere TLCDctil det ønskede nivået. De behandlede borekaksene 284 kan kjøles eller anvendes i en varm eller het tilstand etter behandling. At a TLCdc of less than about 20% by weight, liquid removal using these mechanical devices becomes more difficult. Accordingly, when it is less than about 20% by weight, it is preferred to add relatively drier solids to the HC-contaminated drill cuttings 122.1 a preferred embodiment, illustrated in Figure 2 and further discussed below, at least a portion of the treated drill cuttings 284 can be recycled to the preprocessing module 226 to reduce TLCDctil to the desired level. The treated cuttings 284 can be cooled or used in a warm or hot state after treatment.
En fordel ved å anvende tidligere behandlede borekaks 284, er at totalmengden av faste stoffer som senere må fjernes ikke øker ut over mengden utvunnet fra boreoperasjonen. Alternativt kan andre tørrere kornmaterialer tilsettes til de HC-kontaminerte borekaksene 122. Eksempler på egnet tørrere kornmateriale omfatter, uten begrensning, jordstein, gips, leire, sand, silt og kombinasjoner derav. An advantage of using previously treated drilling cuttings 284 is that the total amount of solids that must later be removed does not increase beyond the amount recovered from the drilling operation. Alternatively, other drier granular materials may be added to the HC-contaminated drill cuttings 122. Examples of suitable drier granular materials include, without limitation, earth rock, gypsum, clay, sand, silt, and combinations thereof.
Middeldiameteren til et hvilket som helst fast stoff, enten det er resirkulerte behandlede borekaks, andre tørrere kornmaterialer eller en kombinasjon derav, er fortrinnsvis i et område på fra ca 30 |j,m til ca 400 \ im. The mean diameter of any solid, whether recycled treated drill cuttings, other drier granular materials, or a combination thereof, is preferably in the range of from about 30 µm to about 400 µm.
For å øke TLC kan væske omfattende ytterligere agglomerant 124, sjøvann og/eller væsker utvunnet fra prosessen, tilsettes til de HC-kontaminerte borekaksene 122 og/eller forbehandlingsblanding 126. To increase TLC, fluid comprising additional agglomerant 124, seawater, and/or fluids recovered from the process may be added to the HC-contaminated drill cuttings 122 and/or pretreatment mixture 126.
Forbehandlingsblandingen 126 bør blandes tilstrekkelig for å produsere en i alt vesentlig homogen blanding. Eksempler på egnede blandeanordninger omfatter, uten begrensning, båndskruer, spiralskruer, kollerganger og kombinasjoner derav. The pretreatment mixture 126 should be sufficiently mixed to produce a substantially homogeneous mixture. Examples of suitable mixing devices include, without limitation, belt screws, spiral screws, colliers and combinations thereof.
Forbehandlingsblandingen 126 mates så til den termiske desorpsjonsenheten 140 via fødeanordning 142. Eksempler på egnet fødeanordning omfatter, uten begrensning, vriborer, transportbånd og kombinasjoner derav. The pretreatment mixture 126 is then fed to the thermal desorption unit 140 via feed device 142. Examples of suitable feed devices include, without limitation, twist drills, conveyor belts and combinations thereof.
Agglomerant og agglomereringsmiddel Agglomerant and agglomerating agent
Som definert ovenfor er en agglomerant en oppløsning eller blanding av en væske As defined above, an agglomerant is a solution or mixture of a liquid
og et agglomereringsmiddel anvendt for å holde to eller flere partikler sammen for å danne et agglomerat. Fortrinnsvis er væsken anvendt for å produsere agglomeranten vann eller en vandig oppløsning. Egnede agglomereringsmidler omfatter substanser som (1) danner faste broer ved tørking, (2) holder partikler sammen med mobile væskegrenseflatekrefter og komprimerer, fortykker eller herder når de blir oppvarmet og/eller (3) holder partikler sammen med intramolekylære og elektrostatiske krefter. and an agglomerating agent used to hold two or more particles together to form an agglomerate. Preferably, the liquid used to produce the agglomerant is water or an aqueous solution. Suitable agglomerating agents include substances that (1) form solid bridges upon drying, (2) hold particles together by mobile liquid interfacial forces and compress, thicken or harden when heated and/or (3) hold particles together by intramolecular and electrostatic forces.
Faste broer dannes ved krystallisering av agglomereringsmiddelet når agglomereringsmiddelet tørker under termiske prosesseringsbetingelser. Eksempler på agglomereringsmidler som danner faste broer omfatter, uten begrensning, alkalimetall- og jordalkalimetallsalter. Fixed bridges are formed by crystallization of the agglomerating agent when the agglomerating agent dries under thermal processing conditions. Examples of agglomerating agents that form solid bridges include, without limitation, alkali metal and alkaline earth metal salts.
En annen egnet brodannende mekanisme tilveiebringes av agglomeranter som innledningsvis holder partikler sammen med mobile væskegrenseflatekrefter. Agglomeranten holder partikler sammen med linseformede ringer ved kontakt-punkter mellom partikler. Etter termisk desorpsjon størkner agglomeranten som mange andre klebemidler. Stivelser er egnede agglomereringsmidler for denne agglomerantklassen. Another suitable bridging mechanism is provided by agglomerants which initially hold particles together with mobile liquid interfacial forces. The agglomerate holds particles together with lenticular rings at contact points between particles. After thermal desorption, the agglomerant solidifies like many other adhesives. Starches are suitable agglomerating agents for this agglomerant class.
En tredje agglomereringsmiddelklasse er den hvor intramolekylære og elektrostatiske krefter holder partikler sammen uten nærværet av materialbroer, slik som de dannet med mobile væskebroer og faste broer. I dette tilfellet dannes agglomerater med partikler av agglomereringsmiddel som kontakter borekakssmåpartikler under røring. A third class of agglomerating agents is that in which intramolecular and electrostatic forces hold particles together without the presence of material bridges, such as those formed with mobile liquid bridges and solid bridges. In this case, agglomerates are formed with particles of agglomerating agent that contact drilling cuttings particles during stirring.
Agglomereringsmidler som holder partikler sammen ved mekanisk innbyrdes låsing og immobile væskebroer er mindre foretrukket for bruk i den oppfinneriske termiske prosessen på grunn av at agglomeratstyrken med bindemekanismene er typisk ikke tilstrekkelig til å holde agglomeratet sammen under prosessering. Agglomerating agents that hold particles together by mechanical interlocking and immobile liquid bridges are less preferred for use in the inventive thermal process due to the fact that the agglomerate strength with the binding mechanisms is typically not sufficient to hold the agglomerate together during processing.
Det er kjent en rekke agglomereringsmidler, men for å oppnå de beste resultatene som et agglomereringsmiddel for den oppfinneriske HC-kontaminerte borekaks-behandlingsprosessen, bør agglomereringsmiddelet fortrinnsvis tilfredsstille de følgende kriterier: 1. Stabil ved temperaturen anvendt i den termiske desorpsjonsenheten 140. For eksempel bør agglomereringen være stabil ved temperaturer i området fra ca 200°C til ca 400°C. Det er klart at agglomereringsmiddelet ikke bør spaltes termisk og ikke fordampe ved den termiske desorpsjonsenhetsprosess-temperaturen. 2. Forenlig med HC-baserte borefiuider. Særlig bør agglomereringsmiddelet på egnet måte være inert og ikke reagere med komponenter av HC-baserte borefiuider, på noen måte som ville interferere med agglomererings-funksjonen. 3. Blandbar med våte HC-kontaminerte borekakser for å danne en tilstrekkelig homogen blanding. 4. Tilveiebringe en tilstrekkelig styrke for å opprettholde integriteten av de formelle agglomeratene under prosessen. Styrken som er nødvendig er avhengig av prosessen og utstyret som anvendes. Imidlertid er fortrinnsvis den resulterende agglomeratstyrken minst ca 200 kPa. A number of agglomerating agents are known, but to achieve the best results as an agglomerating agent for the inventive HC-contaminated drill cuttings treatment process, the agglomerating agent should preferably satisfy the following criteria: 1. Stable at the temperature used in the thermal desorption unit 140. For example, should the agglomeration is stable at temperatures in the range from about 200°C to about 400°C. It is clear that the agglomerating agent should not thermally decompose and not evaporate at the thermal desorption unit process temperature. 2. Compatible with HC-based drilling fluids. In particular, the agglomeration agent should be suitably inert and not react with components of HC-based drilling fluids, in any way that would interfere with the agglomeration function. 3. Miscible with wet HC contaminated drill cuttings to form a sufficiently homogeneous mixture. 4. Provide a sufficient strength to maintain the integrity of the formal agglomerates during the process. The strength required depends on the process and equipment used. However, preferably the resulting agglomerate strength is at least about 200 kPa.
Fortrinnsvis tilfredsstiller også agglomereringsmiddelet miljøstandarder for fjerning av behandlede borekaks offshore og/eller på land. Mer foretrukket tilfredsstiller agglomereringsmiddelet miljøstandarder for fjerning av behandlede borekaks på stedet. Preferably, the agglomeration agent also satisfies environmental standards for the removal of treated drilling cuttings offshore and/or on land. More preferably, the agglomerating agent meets environmental standards for on-site disposal of treated drill cuttings.
Valg av et agglomereringsmiddel og den passende konsentrasjonen kan bestemmes for en spesifikk prosess og utstyr ved skalamodelltesting ved anvendelse av en skalamodell av den designerte termiske prosessen. Selection of an agglomerating agent and the appropriate concentration can be determined for a specific process and equipment by scale model testing using a scale model of the designed thermal process.
Eksempler på egnede salter omfatter alkalimetallklorider, -kloritter, -nitrater, -nitritter, -sulfater, -sulfider, -sulfitter, -karbonater og jordalkalimetallklorider, -kloritter, -nitrater, -nitritter, -sulfater, -sulfider, -sulfitter, -karbonater og kombinasjoner derav. Foretrukne salter omfatter NaCl, CaCb, KC1 og kombinasjoner derav. Examples of suitable salts include alkali metal chlorides, chlorites, nitrates, nitrites, sulfates, sulfides, sulfites, carbonates and alkaline earth metal chlorides, chlorites, nitrates, nitrites, sulfates, sulfides, sulfites, carbonates and combinations thereof. Preferred salts include NaCl, CaClb, KCl and combinations thereof.
Eksempler på egnede stivelser omfatter maisstivelse, potetstivelse og kombinasjoner derav. Examples of suitable starches include corn starch, potato starch and combinations thereof.
Som nevnt ovenfor bør agglomereringsmidler tilveiebringe tilstrekkelig styrke for å opprettholde integriteten av agglomeratet under prosessering. Faktorer som påvirker agglomeratstyrke omfatter for eksempel, uten begrensning, temperatur, blandings-grad, konsentrasjon av agglomereringsmiddel og TLC av forbehandlingsblandingen. As mentioned above, agglomerating agents should provide sufficient strength to maintain the integrity of the agglomerate during processing. Factors affecting agglomerate strength include, for example, without limitation, temperature, degree of mixing, concentration of agglomerating agent, and TLC of the pretreatment mixture.
Agglomereringsmiddelkonsentrasjonen er fortrinnsvis i et område fra ca 0,2 vekt% til ca 5 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen. The agglomerating agent concentration is preferably in a range from about 0.2% by weight to about 5% by weight, based on the total weight of the pretreatment mixture.
Termisk desorpsjonsenhet Thermal desorption unit
Så snart forbehandlingsblandingen 126 er matet til den termiske desorpsjonsenheten 140 via fødeanordninger 142, røres og oppvarmes blandingen i den termiske desorpsjonsenheten 140. Once the pretreatment mixture 126 is fed to the thermal desorption unit 140 via feed devices 142, the mixture in the thermal desorption unit 140 is stirred and heated.
Den termiske desorpsjonsenheten 140 tilveiebringer minst tvangsstyrt konveksjons-varme for å varme opp forbehandlingsblandingen ved direkte kontakt med en varm fødegass 144. Fødegassen 144 bør være ved en temperatur som er tilstrekkelig til å fordampe hydrokarboner (HC) i de HC-kontaminerte borekaksene. Fortrinnsvis innføres fødegassen 144 til den termiske desorpsjonsenheten 140 ved en temperatur i et område på fra ca 200°C til ca 500°C. Ved temperaturer høyere enn 500°C er det en mulighet for HC-forkoksing ved at avsetninger blir dannet på utstyrs overflater. The thermal desorption unit 140 provides at least forced convection heat to heat the pretreatment mixture by direct contact with a hot feed gas 144. The feed gas 144 should be at a temperature sufficient to vaporize hydrocarbons (HC) in the HC contaminated drill cuttings. Preferably, the feed gas 144 is introduced to the thermal desorption unit 140 at a temperature in a range of from about 200°C to about 500°C. At temperatures higher than 500°C, there is a possibility of HC coking in that deposits are formed on equipment surfaces.
Eksempler på egnede termiske desorpsjonsenheter omfatter, uten begrensning, fluidiserte sjikt, sprutesjikt, rotasjonstromlere, vibrasjonsbånd, ristebånd og kombinasjoner derav. Fortrinnsvis er den termiske desorpsjonsenheten et fluidisert sjikt. Examples of suitable thermal desorption units include, without limitation, fluidized beds, spray beds, rotary tumblers, vibrating belts, shaking belts and combinations thereof. Preferably, the thermal desorption unit is a fluidized bed.
Fødegassen 144 anvendt for oppvarming av de HC-kontaminerte borekaksene er fortrinnsvis inerte overfor de HC-kontaminerte borekaksene eller i alt vesentlig The feed gas 144 used for heating the HC-contaminated drill cuttings is preferably inert to the HC-contaminated drill cuttings or essentially
ikke-oksiderende for å redusere sjansen for antennelse av hydrokarbondamper. Mer foretrukket har fødegassen 144 til den termiske desorpsjonsenheten 140 mindre enn ca 8% oksygen på en molfraksjonsbasis. Mest foretrukket velges fødegassen 144 fra gruppen bestående av nitrogen, karbondioksid, damp og kombinasjoner derav. non-oxidizing to reduce the chance of ignition of hydrocarbon vapors. More preferably, the feed gas 144 to the thermal desorption unit 140 has less than about 8% oxygen on a mole fraction basis. Most preferably, the feed gas 144 is selected from the group consisting of nitrogen, carbon dioxide, steam and combinations thereof.
Utløpsgass 162 fra den termiske desorpsjonsenheten 140 mates til utløpsgass-behandlingsmodulen 160, diskutert nærmere nedenfor. I en foretrukket utførelses-form, illustrert i figur 2 og nærmere diskutert nedenfor, føres utløpsgassen 262 gjennom en preliminær faststoff-separasjonsenhet 250, typisk en syklon, og en andel av denne gassen 246 resirkuleres til den termiske desorpsjonsenheten 240.1 dette tilfellet vil den behandlede utløpsgassen 246 resirkulert til den termiske desorpsjonsenheten 240 omfatte enhver gass innført innledningsvis, damp og HC-damper. Off-gas 162 from thermal desorption unit 140 is fed to off-gas treatment module 160, discussed further below. In a preferred embodiment, illustrated in Figure 2 and further discussed below, the outlet gas 262 is passed through a preliminary solids separation unit 250, typically a cyclone, and a portion of this gas 246 is recycled to the thermal desorption unit 240.1 In this case, the treated outlet gas 246 recycled to the thermal desorption unit 240 include any gas introduced initially, steam and HC vapour.
Den gjennomsnittlige oppholdstiden i den termiske desorpsjonsenheten 140 vil avhenge av en rekke faktorer som omfatter, uten begrensning, enhetskapasiteten, typen av termisk desorpsjonsenhet, temperatur, strømningshastighet til forbehandlingsblandingen, TLCptog gasstrømningshastighet. Når den termiske desorpsjonsenheten imidlertid generelt er et fluidisert sjikt, er den gjennomsnittlige oppholdstiden fortrinnsvis i et område på fra ca 1 minutt til ca 15 minutter. Mer foretrukket er den gjennomsnittlige oppholdstiden i det fluidiserte sjiktet i området fra ca 3 minutter til ca 6 minutter. The average residence time in the thermal desorption unit 140 will depend on a number of factors including, without limitation, the unit capacity, type of thermal desorption unit, temperature, flow rate of the pretreatment mixture, TLCpt, and gas flow rate. However, when the thermal desorption unit is generally a fluidized bed, the average residence time is preferably in a range of from about 1 minute to about 15 minutes. More preferably, the average residence time in the fluidized bed is in the range from about 3 minutes to about 6 minutes.
Etter hvert som borekaksene blandes, oppvarmes og røres i det fluidiserte sjiktet, dannes agglomerater. Borekaks behandlet i konvensjonelle prosesser kan ha (1) ukontrollert agglomerering som igjen forårsaker sammenbrenning og/eller (2) betydelige småpartikler medrevet i gassen som går ut av den termiske desorpsjonsenheten. Ved å kontrollere TLCptog ved anvendelse av et agglomereringsmiddel, reduseres i betydelig grad sammenbrenning slik at (a) det er liten avbruddstid for utstyret og (b) HC fordampes mer fullstendig fra borekaksene. Samtidig reduseres i betydelig grad mengden av småpartikler medrevet i utløpsgassen som derved i betydelig grad reduserer gassbehandling for småpartikler. As the cuttings are mixed, heated and stirred in the fluidized bed, agglomerates form. Drilling cuttings treated in conventional processes may have (1) uncontrolled agglomeration which in turn causes combustion and/or (2) significant fine particles entrained in the gas exiting the thermal desorption unit. By controlling TLCptog using an agglomerating agent, burning is significantly reduced so that (a) there is little equipment downtime and (b) HC is more completely evaporated from the cuttings. At the same time, the amount of small particles entrained in the exhaust gas is significantly reduced, which thereby significantly reduces gas treatment for small particles.
Utløpsgassbehandlingsmodul Exhaust gas treatment module
Utløpsgass 162 som går ut av den termiske desorpsjonsenheten 140 mates til en utløpsgassbehandlingsmodul 160. Utløpsgassbehandlingsmodulen 160 kan omfatte, uten begrensning, en eller flere prosesser for fjerning av resterende medrevne partikler, som reduserer temperaturen av utløpsgassen, kondenserer vanndamp og separerer hydrokarbondamp. Off-gas 162 exiting the thermal desorption unit 140 is fed to an off-gas treatment module 160. The off-gas treatment module 160 may include, without limitation, one or more processes for removing residual entrained particles, which reduce the temperature of the off-gas, condense water vapor and separate hydrocarbon vapor.
Medrevne småpartikler har generelt en partikkeldiameter i området opp til ca 30 u.m. En av fordelene med den oppfinneriske HC-kontaminerte borekaksbehandlings-prosessen er at mengden av småpartikler medrevet i utløpsgassen 162 i betydelig grad reduseres sammenlignet med konvensjonelle borekaksbehandlingsprosesser. Entrained small particles generally have a particle diameter in the range of up to about 30 u.m. One of the advantages of the inventive HC-contaminated cuttings treatment process is that the amount of small particles entrained in the outlet gas 162 is significantly reduced compared to conventional cuttings treatment processes.
Resterende småpartikler medrevet i utløpsgassen 162 kan fjernes, uten begrensning, for eksempel ved hjelp av sentrifugevirvelseparasjon, syklonseparasjon, poseseparasjon, dråpeslag, sentrifugeseparasjon, kornsjiktseparasjon, filtrering, elektrostatisk bunnfelling, inert separasjon og kombinasjoner derav. Residual small particles entrained in the outlet gas 162 can be removed, without limitation, for example by means of centrifugal vortex separation, cyclone separation, bag separation, drop impact, centrifuge separation, grain bed separation, filtration, electrostatic settling, inert separation and combinations thereof.
Utløpsgassen 162 behandles fortrinnsvis for å redusere temperaturen av utløps-gassen 162 før den frigjøres til omgivelsene. For eksempel kan temperaturen på utløpsgassen 162 som går ut fra den termiske desorpsjonsenheten 140 være i et område på fra ca 200°C til ca 400°C. Fortrinnsvis reduseres temperaturen til 100°C, fortrinnsvis ca 40°C, før frigjøring av gassen til atmosfæren. The outlet gas 162 is preferably treated to reduce the temperature of the outlet gas 162 before it is released to the environment. For example, the temperature of the outlet gas 162 exiting the thermal desorption unit 140 may be in a range of from about 200°C to about 400°C. Preferably, the temperature is reduced to 100°C, preferably about 40°C, before releasing the gas to the atmosphere.
Etter hvert som utløpsgassen 162 avkjøles, vil vann og HC-damp kondensere. Fortrinnsvis separeres det kondenserte HC fra vann. As the outlet gas 162 cools, water and HC vapor will condense. Preferably, the condensed HC is separated from water.
I en foretrukket utførelsesform resirkuleres det kondenserte og separerte HC for bruk i boreoperasjonen. På grunn av at de medrevne småpartiklene er redusert i betydelig grad sammenlignet med de konvensjonelle HC-kontaminerte borekaks-behandlingsprosessene, har det kondenserte HC utvunnet i utløpsgassbehandlings-modulen 160 en betydelig redusert faststoff-fylling. Fortrinnsvis har det kondenserte HC en faststoff-fylling på mindre enn ca 10 vekt% basert på totalvekten av det kondenserte HC. In a preferred embodiment, the condensed and separated HC is recycled for use in the drilling operation. Due to the fact that the entrained small particles are significantly reduced compared to the conventional HC-contaminated drill cuttings treatment processes, the condensed HC recovered in the off-gas treatment module 160 has a significantly reduced solids loading. Preferably, the condensed HC has a solids filling of less than about 10% by weight based on the total weight of the condensed HC.
I en annen foretrukket utførelsesform, illustrert i figur 2, resirkuleres minst en andel av utløpsgassen 246 til den termiske desorpsjonsenheten 240. Utløpsgassen 246 resirkuleres fortrinnsvis etter å ha blitt behandlet (250) for å fjerne minst noen, hvis ikke alle, medrevne småpartikler. Om ønskelig kan HC-damp separeres før resirkulering av den behandlede utløpsgassen 246. Imidlertid er det ikke nødvendig å kondensere HC fra utløpsgassen før resirkulering. Fortrinnsvis oppvarmes den behandlede utløpsgassen 246 ved bruk av en oppvarmingsenhet 244 før den blir resirkulert til den termiske desorpsjonsenheten 240. In another preferred embodiment, illustrated in Figure 2, at least a portion of the outlet gas 246 is recycled to the thermal desorption unit 240. The outlet gas 246 is preferably recycled after being treated (250) to remove at least some, if not all, entrained fine particles. If desired, HC vapor may be separated prior to recycling the treated off-gas 246. However, it is not necessary to condense the HC from the off-gas prior to recycling. Preferably, the treated off-gas 246 is heated using a heating unit 244 before being recycled to the thermal desorption unit 240.
Behandlet borekakshåndteringsmodul Processed cuttings handling module
Behandlede borekaks 182 fra den termiske desorpsjonsenheten 140 mates til den behandlede borekakshåndteringsmodulen 180. De behandlede borekaksene 182 har typisk et resterende HC-innhold på mindre enn ca 3 vekt% basert på totalvekten av de behandlede borekaksene. Fortrinnsvis har de behandlede borekaksene 182 et resterende HC-innhold på mindre enn ca 1 vekt%, mer foretrukket mindre enn ca 0,5 vekt% og mest foretrukket mindre enn ca 0,1 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene. Treated cuttings 182 from the thermal desorption unit 140 are fed to the treated cuttings handling module 180. The treated cuttings 182 typically have a residual HC content of less than about 3% by weight based on the total weight of the treated cuttings. Preferably, the treated cuttings 182 have a residual HC content of less than about 1% by weight, more preferably less than about 0.5% by weight and most preferably less than about 0.1% by weight, based on the total weight of the treated cuttings.
På grunn av at laverekokende væsker vil fordampe lettere i den termiske desorpsjonsenheten 140, vil resterende væske, hvis det er noe, som er tilstede i de behandlede borekaksene 182 ha en tendens til å være HC som har et relativt høyere kokepunkt. Derfor er TLC av de behandlede borekaksene 182, på samme måte som det resterende HC, mindre enn ca 2 vekt% basert på totalvekten av de behandlede borekaksene. Fortrinnsvis er TLC av de behandlede borekaksene 182 mindre enn ca 1 vekt%, mer foretrukket mindre enn ca 0,5 vekt% og mest foretrukket mindre enn ca 0,1 vekt%, basert på totalvekten av de behandlede borekaksene. Because lower boiling liquids will vaporize more readily in the thermal desorption unit 140, residual liquid, if any, present in the treated cuttings 182 will tend to be HC which has a relatively higher boiling point. Therefore, the TLC of the treated cuttings 182, like the remaining HC, is less than about 2% by weight based on the total weight of the treated cuttings. Preferably, the TLC of the treated cuttings 182 is less than about 1% by weight, more preferably less than about 0.5% by weight and most preferably less than about 0.1% by weight, based on the total weight of the treated cuttings.
Også fordi agglomerater ble dannet i den termiske desorpsjonsenheten 140, har de behandlede borekaksene 182 en andre middeldiameter som er større enn den første middeldiameteren av de HC-kontaminerte borekaksene 122. Also, because agglomerates were formed in the thermal desorption unit 140 , the treated cuttings 182 have a second mean diameter greater than the first mean diameter of the HC-contaminated cuttings 122 .
Fortrinnsvis er den andre middeldiameteren minst ca 1,5 ganger større enn den første middeldiameteren. Mer foretrukket er den andre middeldiameteren i et område på fra ca 300 um til ca 2000 u.m. Preferably, the second mean diameter is at least about 1.5 times larger than the first mean diameter. More preferably, the second mean diameter is in a range of from about 300 µm to about 2000 µm.
Fordi et formål med prosessen beskrevet her er å unngå sammenbrenning, er fortrinnsvis partikkeldiameteren til agglomeratene ikke mer enn ca 5000 \ im. Because one purpose of the process described herein is to avoid coalescence, preferably the particle diameter of the agglomerates is no more than about 5000 µm.
I utførelsesformen av den termiske prosessen for behandling av HC-kontaminerte borekaks i figur 2, er deler som er de samme som i figur 1 identifisert ved det samme tallet men økt med 100, således for eksempel desorpsjonsenheten 140 i figur 1 eller desorpsjonsenheten 240 i figur 2.1 termisk prosess 210 i figur 2 resirkuleres minst en andel av de behandlede borekaksene 284 til forbehandlingsmodulen 220 for å redusere TLC av forbehandlingsblandingen 226. En fordel ved å anvende tidligere behandlede borekaks 284 er at totalmengden av faststoffer som senere må fjernes ikke øker ut over mengden utvunnet fra boreoperasjonen. In the embodiment of the thermal process for treating HC-contaminated drill cuttings in figure 2, parts which are the same as in figure 1 are identified by the same number but increased by 100, thus for example the desorption unit 140 in figure 1 or the desorption unit 240 in figure 2.1 thermal process 210 in Figure 2, at least a portion of the treated drill cuttings 284 is recycled to the pretreatment module 220 to reduce the TLC of the pretreatment mixture 226. An advantage of using previously treated drill cuttings 284 is that the total amount of solids that must later be removed does not increase beyond the amount recovered from the drilling operation.
De behandlede borekaksene 284 kan avkjøles eller anvendes i en varm eller het tilstand etter behandling. The treated cuttings 284 can be cooled or used in a warm or hot state after treatment.
De følgende ikke-begrensende utførelseseksemplene ifølge den foreliggende oppfinnelsen er bare tilveiebrakt for illustrasjonsformål. The following non-limiting exemplary embodiments of the present invention are provided for illustrative purposes only.
I figur 3 er deler som er like eller tilsvarende de i figur 1 identifisert ved det samme tallet, men økt med 200. In Figure 3, parts that are equal or equivalent to those in Figure 1 are identified by the same number, but increased by 200.
EKSEMPEL 1 EXAMPLE 1
Figur 3 illustrerer den termiske prosessen 310 anvendt i eksempel 1. En 1,000 kg prøve av HC-kontaminerte borekaks 322 ble oppnådd fra en boreoperasjon i Alberta, Canada. De HC-kontaminerte borekaksene 322 hadde en TLC på 19 vekt% basert på totalvekten av borekaksene. HC-innholdet var 13 vekt% og vanninnholdet var 6 vekt% som bestemt ved bruk av Soxhlet-apparatekstraksjon. Partikkel-størrelsesfordelingen av de HC-kontaminerte borekaksene 322 ble bestemt ved siktanalyse etter ekstraksjon. Resultatene er opplistet i tabell 1. Figure 3 illustrates the thermal process 310 used in Example 1. A 1,000 kg sample of HC-contaminated drill cuttings 322 was obtained from a drilling operation in Alberta, Canada. The HC contaminated cuttings 322 had a TLC of 19% by weight based on the total weight of the cuttings. The HC content was 13% by weight and the water content was 6% by weight as determined using Soxhlet apparatus extraction. The particle size distribution of the HC-contaminated drill cuttings 322 was determined by sieve analysis after extraction. The results are listed in table 1.
De HC-kontaminerte borekaksene 322 ble blandet med 31 kg agglomerant 324 for å produsere en forbehandlingsblanding 326. Agglomeranten 324 var en vandig NaCl-oppløsning som inneholdt 8 kg NaCl (agglomereringsmiddel). 400 kg av behandlede borekaks 384 ble tilsatt til forbehandlingsblandingen 326 ved omgivelses-temperatur. Forbehandlingsblandingen 326 ble blandet ved anvendelse av en Caterpillar (varemerke) traktorleddet frontmater med en beholder (shale bin). TLCptav forbehandlingsblandingen 326 var 15 vekt%, basert på totalvekten av forbehandlingsblandingen 326. HC-innholdet av forbehandlingsblandingen 326 var 9,1 vekt% og vanninnholdet var 5,9 vekt%. The HC-contaminated drill cuttings 322 were mixed with 31 kg of agglomerant 324 to produce a pretreatment mixture 326. The agglomerant 324 was an aqueous NaCl solution containing 8 kg of NaCl (agglomerating agent). 400 kg of treated drill cuttings 384 were added to the pretreatment mixture 326 at ambient temperature. The pretreatment mixture 326 was mixed using a Caterpillar (trademark) tractor articulated front loader with a shale bin. The TLCptav of Pretreatment Mixture 326 was 15% by weight, based on the total weight of Pretreatment Mixture 326. The HC content of Pretreatment Mixture 326 was 9.1% by weight and the water content was 5.9% by weight.
Forbehandlingsblandingen 326 ble matet til den termiske desorpsjonsenheten 340, omfattende et fluidisert sjikt 341 med en integralseparator 343. Fødehastigheten til det fluidiserte sjiktet 341 var 1,000 kg/h. The pretreatment mixture 326 was fed to the thermal desorption unit 340, comprising a fluidized bed 341 with an integral separator 343. The feed rate of the fluidized bed 341 was 1,000 kg/h.
Resirkulert gass (2,600 kg/h) ble oppvarmet til en temperatur på ca 430°C i brenner 345 ved forbrenning med dieselolje (22 kg/h). Den resulterende varme gassen 344 ble matet til det fluidiserte sjiktet ved en hastighet på 3,000 kg/h. Drifts-temperaturen i det fluidiserte sjiktet 341 var ca 320°C. Hastigheten til det fluidiserte sjiktet var 1,5 m/s og fluidiseringsområdet var fra 0,3 mm til ca 6 mm, som betyr at partikler i dette størrelsesområdet ble fluidisert men forble i prosessoren. Recycled gas (2,600 kg/h) was heated to a temperature of approximately 430°C in burner 345 by combustion with diesel oil (22 kg/h). The resulting hot gas 344 was fed to the fluidized bed at a rate of 3,000 kg/h. The operating temperature in the fluidized bed 341 was approximately 320°C. The velocity of the fluidized bed was 1.5 m/s and the fluidization range was from 0.3 mm to about 6 mm, which means that particles in this size range were fluidized but remained in the processor.
Ca 810 kg grove partikler 382 ble utvunnet fra det fluidiserte sjiktet 341. Partikkel-størrelsesfordelingen for den grove fraksjonen er opplistet i tabell 2. De behandlede borekaksene hadde et resterende HC-innhold på ca 0,05 vekt%. About 810 kg of coarse particles 382 were recovered from the fluidized bed 341. The particle size distribution for the coarse fraction is listed in Table 2. The treated drill cuttings had a residual HC content of about 0.05% by weight.
Utløpsgassen 362 ble matet til en syklonseparator 364 for å fjerne fine småpartikler medrevet i utløpsgassen 362. The outlet gas 362 was fed to a cyclone separator 364 to remove fine particles entrained in the outlet gas 362.
150 kg småpartikler ble utvunnet fra syklonseparatoren 362. Gass som strømmet ut fra syklonseparatoren 364 ved en temperatur på 280°C, ble separert til to strømmer. Den første strømmen 390 (2,600 kg/time) ble resirkulert tilbake til det fluidiserte sjiktet 341. Den andre strømmen 392 (560 kg/time) ble ytterligere behandlet i en poseseparator 366 for separering av ultrafine partikler. 70 kg ultrafine partikler ble utvunnet fra poseseparatoren 366. 150 kg of fines were recovered from cyclone separator 362. Gas flowing out of cyclone separator 364 at a temperature of 280°C was separated into two streams. The first stream 390 (2,600 kg/hr) was recycled back to the fluidized bed 341. The second stream 392 (560 kg/hr) was further processed in a bag separator 366 to separate ultrafine particles. 70 kg of ultrafine particles were recovered from bag separator 366.
Gassen som gikk ut av poseseparatoren 366 ble deretter avkjølt og kondensert i en varmeveksler 368 som produserte en avkjølt gasstrøm 394 og en væskestrøm 396. Den avkjølte gasstrømmen, ved 40°C, ble frigjort til atmosfæren. Væskestrømmen ble matet til en separator 369 for å separere kondensert olje fra vann. 130 kg olje og 100 kg vann ble utvunnet. The gas exiting the bag separator 366 was then cooled and condensed in a heat exchanger 368 producing a cooled gas stream 394 and a liquid stream 396. The cooled gas stream, at 40°C, was released to the atmosphere. The liquid stream was fed to a separator 369 to separate condensed oil from water. 130 kg of oil and 100 kg of water were recovered.
Claims (43)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/080,993 US6695077B2 (en) | 2002-02-20 | 2002-02-20 | Thermal process for treating hydrocarbon-contaminated drill cuttings |
| PCT/CA2003/000199 WO2003070393A1 (en) | 2002-02-20 | 2003-02-10 | Thermal process for treating hydrocarbon-contaminated drill cuttings |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20043930L NO20043930L (en) | 2004-09-20 |
| NO334349B1 true NO334349B1 (en) | 2014-02-10 |
Family
ID=27733226
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20043930A NO334349B1 (en) | 2002-02-20 | 2004-09-20 | Thermal process for treating hydrocarbon contaminated drill cuttings |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6695077B2 (en) |
| EP (1) | EP1476258B1 (en) |
| CN (1) | CN100488647C (en) |
| AU (1) | AU2003203104C1 (en) |
| BR (1) | BR0307768A (en) |
| CA (1) | CA2476081C (en) |
| MX (1) | MXPA04008112A (en) |
| NO (1) | NO334349B1 (en) |
| WO (1) | WO2003070393A1 (en) |
Families Citing this family (58)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6797676B2 (en) * | 2001-05-10 | 2004-09-28 | James Richard Von Krosigk | Composition for oil and gas drilling fluids containing organic compounds |
| US6835697B2 (en) * | 2001-05-10 | 2004-12-28 | James Richard Von Krosigk | Method to significantly reduce mounding on the seafloor |
| US6809067B2 (en) * | 2001-05-10 | 2004-10-26 | James Richard Von Krosigk | Composition for oil and gas drilling fluids with solidification agent, cell transport agent and cellulosic additive |
| US6852675B2 (en) * | 2001-05-10 | 2005-02-08 | James Richard Von Krosigk | Nutrient source for marine organisms from drilling fluids additives |
| US6797675B2 (en) * | 2001-05-10 | 2004-09-28 | James Richard Von Krosigk | Composition for oil and gas drilling fluids with solidification agent and cellulose additive |
| US7118624B2 (en) * | 2001-06-19 | 2006-10-10 | Polston David L | Method for making a road base material using treated oil and gas waste material |
| US20030037922A1 (en) * | 2001-08-27 | 2003-02-27 | Apv North America, Inc. | System and method for processing oil-based mud cuttings |
| US7306057B2 (en) * | 2002-01-18 | 2007-12-11 | Varco I/P, Inc. | Thermal drill cuttings treatment with weir system |
| US7059805B1 (en) * | 2003-06-06 | 2006-06-13 | Addison Sr Fred E | Process for environmental pacification of drill cuttings |
| US7690445B2 (en) * | 2003-11-07 | 2010-04-06 | Racional Energy & Environment Co. | Oil contaminated substrate treatment method and apparatus |
| AU2004294479A1 (en) * | 2003-12-01 | 2005-06-16 | Clean Cut Technologies Inc. | An apparatus and process for removing liquids from drill cuttings |
| US20060225924A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-12 | Catalin Ivan | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud |
| US20060225925A1 (en) * | 2005-04-11 | 2006-10-12 | M-I Llc | Apparatus and method for recovering oil-based drilling mud |
| EP1785202A1 (en) | 2005-11-11 | 2007-05-16 | Roman Daub | Device and method for cleaning contaminated materials |
| US20080087472A1 (en) * | 2006-10-13 | 2008-04-17 | M-I Llc | Cuttings impoundment |
| US8074738B2 (en) * | 2006-12-08 | 2011-12-13 | M-I L.L.C. | Offshore thermal treatment of drill cuttings fed from a bulk transfer system |
| US8607894B2 (en) * | 2006-12-08 | 2013-12-17 | M-I Llc | Offshore thermal treatment of drill cuttings fed from a bulk transfer system |
| US7913776B2 (en) * | 2007-05-07 | 2011-03-29 | Nahmad David Gandhi | Method and system to recover usable oil-based drilling muds from used and unacceptable oil-based drilling muds |
| US8230923B2 (en) * | 2007-10-31 | 2012-07-31 | Baker Hughes Incorporated | Controlling coal fines in coal bed operations |
| US9334436B2 (en) | 2010-10-29 | 2016-05-10 | Racional Energy And Environment Company | Oil recovery method and product |
| US8356678B2 (en) * | 2010-10-29 | 2013-01-22 | Racional Energy & Environment Company | Oil recovery method and apparatus |
| CN102489500B (en) * | 2011-12-15 | 2013-06-05 | 浙江大学 | Low-temperature vibration thermal desorption device for contaminated soil and low-temperature vibration thermal desorption method for contaminated soil |
| US20130331632A1 (en) * | 2012-05-29 | 2013-12-12 | Ronald N. Drake | Process for separation and recovery of cuttings, emulsion and slurry components |
| US9434663B2 (en) | 2012-08-21 | 2016-09-06 | Uop Llc | Glycols removal and methane conversion process using a supersonic flow reactor |
| US8937186B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-01-20 | Uop Llc | Acids removal and methane conversion process using a supersonic flow reactor |
| US9205398B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-12-08 | Uop Llc | Production of butanediol from a methane conversion process |
| US9023255B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-05-05 | Uop Llc | Production of nitrogen compounds from a methane conversion process |
| US9656229B2 (en) | 2012-08-21 | 2017-05-23 | Uop Llc | Methane conversion apparatus and process using a supersonic flow reactor |
| US9327265B2 (en) | 2012-08-21 | 2016-05-03 | Uop Llc | Production of aromatics from a methane conversion process |
| US9707530B2 (en) | 2012-08-21 | 2017-07-18 | Uop Llc | Methane conversion apparatus and process using a supersonic flow reactor |
| US9308513B2 (en) | 2012-08-21 | 2016-04-12 | Uop Llc | Production of vinyl chloride from a methane conversion process |
| US8927769B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-01-06 | Uop Llc | Production of acrylic acid from a methane conversion process |
| US9689615B2 (en) | 2012-08-21 | 2017-06-27 | Uop Llc | Steady state high temperature reactor |
| US20140058093A1 (en) * | 2012-08-21 | 2014-02-27 | Uop Llc | Removal of solids and methane conversion process using a supersonic flow reactor |
| US9370757B2 (en) | 2012-08-21 | 2016-06-21 | Uop Llc | Pyrolytic reactor |
| US8933275B2 (en) | 2012-08-21 | 2015-01-13 | Uop Llc | Production of oxygenates from a methane conversion process |
| CN104056840A (en) * | 2013-03-18 | 2014-09-24 | 夏小全 | Comprehensive treatment method for oil-based drilling harmless treatment and drilling fluid concentration drying |
| TW201502441A (en) * | 2013-04-29 | 2015-01-16 | Reterro Inc | Flow treatments in evaporative desorption processes |
| US20140367501A1 (en) * | 2013-06-13 | 2014-12-18 | Baker Hughes Incorporated | Systems and methods to remove hydrocarbon oils from contaminated drill cuttings |
| US9771782B2 (en) | 2014-03-28 | 2017-09-26 | Orin Technologies, Llc | Method of chemically delaying peroxygen based viscosity reduction reactions |
| US9561530B1 (en) | 2014-06-09 | 2017-02-07 | Orin Technologies, Llc | Method for the in situ remediation of contaminants |
| CN106198624A (en) * | 2015-05-08 | 2016-12-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of earth cuttings electrokinetic potential measuring method |
| RU2596781C1 (en) * | 2015-05-15 | 2016-09-10 | Владимир Васильевич Слюсаренко | Method of decontaminating waste drilling mud and soil contaminated with oil products |
| CN105923953A (en) * | 2016-06-27 | 2016-09-07 | 范广潜 | Rock debris drying treatment and slurry purification system |
| CN106216380A (en) * | 2016-08-03 | 2016-12-14 | 中钢集团天澄环保科技股份有限公司 | A kind of High Efficiency Thermal desorption repairs mercurous pollution treatment system and method |
| CN106323726B (en) * | 2016-10-09 | 2023-08-18 | 上海电力学院 | Automatic pulverized coal screening device |
| CN109052881A (en) * | 2018-09-12 | 2018-12-21 | 上海华畅环保设备发展有限公司 | Oil-base mud landwaste eddy flow rotation de-oiling method and device |
| CN110628452B (en) * | 2019-08-23 | 2020-10-09 | 中国石油集团长城钻探工程有限公司 | Method for recovering base oil from oil-based rock debris |
| CN110628451B (en) * | 2019-08-23 | 2023-06-20 | 中国石油天然气集团有限公司 | System for retrieve base oil from oil-based detritus |
| EP4062025A4 (en) * | 2019-11-22 | 2024-01-17 | Elavo Energy Solutions Ltd | System and method for removing drilling fluid from drill cuttings using direct heat |
| US11970917B2 (en) | 2019-11-22 | 2024-04-30 | Elavo Energy Solutions Ltd. | System and method for removing drilling fluid from drill cuttings using direct heat |
| WO2021097564A1 (en) * | 2019-11-22 | 2021-05-27 | Elavo Energy Solutions Ltd. | System and method for removing drilling fluid from drill cuttings using direct heat |
| CN110976501A (en) * | 2019-12-20 | 2020-04-10 | 纳琦绿能工程有限公司 | Thermal desorption remediation treatment method for organic matter contaminated soil |
| RU2728607C1 (en) * | 2020-01-31 | 2020-07-30 | Максим Анатольевич Томов | Mineral soil and method of its production |
| CN111364930B (en) * | 2020-03-23 | 2022-03-25 | 中石化江汉石油工程有限公司 | Oil-based drilling cutting treatment method |
| CN112983319B (en) * | 2021-03-19 | 2022-05-20 | 西南石油大学 | Shale oil-based drilling cutting recycling device and method |
| CN113669024B (en) * | 2021-10-22 | 2022-01-04 | 西南石油大学 | Independent double-negative-pressure well drilling vibrating screen |
| WO2024054105A1 (en) * | 2022-09-05 | 2024-03-14 | GONZALEZ TORRES, Jesus Angel | System for coprocessing oil drilling waste |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2276075A (en) * | 1939-10-14 | 1942-03-10 | Wuensch Charles Erb | Drilling fluid |
| US3637031A (en) * | 1969-12-12 | 1972-01-25 | Standard Brands Chem Ind Inc | Drilling fluid and method of rotary drilling therewith |
| US4222988A (en) * | 1978-05-05 | 1980-09-16 | Oil Base Germany G.M.B.H. | Apparatus for removing hydrocarbons from drill cuttings |
| US4161222A (en) * | 1978-06-01 | 1979-07-17 | Union Oil Company Of California | Method for reducing contaminant emissions in gas drilling operations |
| US4778606A (en) | 1983-09-02 | 1988-10-18 | American Toxic Disposal Partners | Method and apparatus for separating polychlorinated biphenyls from fluidizable solids |
| US4725362A (en) * | 1985-11-18 | 1988-02-16 | Dugat John W | Treatment techniques for drill fluids, cuttings and other oil field wastes |
| DE3604761A1 (en) | 1986-02-14 | 1987-08-20 | Possehl & Co Mbh L | Process and apparatus for treating granular materials |
| US5005655A (en) * | 1986-12-03 | 1991-04-09 | Conoco Inc. | Partially halogenated ethane solvent removal of oleophylic materials from mineral particles |
| US5200033A (en) | 1991-09-09 | 1993-04-06 | Lwv Associates, Inc. | Method for removing organic contaminants from soils |
| US5882381A (en) | 1996-03-28 | 1999-03-16 | Modern Equipment Company, Inc. | Thermal desorption system |
| CA2226638A1 (en) * | 1998-01-09 | 1999-07-09 | Canadian Air Drilling Services Limited | Separator for gases, liquids and solids from a well |
| GB2349656B (en) | 1998-06-25 | 2000-12-27 | Tuboscope Vetco Int | Wellbore cuttings re-cycling system |
| AU2653800A (en) * | 1999-02-17 | 2000-09-04 | Barry E. Mcintyre | Method and apparatus for cleaning drill cuttings |
-
2002
- 2002-02-20 US US10/080,993 patent/US6695077B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-02-10 MX MXPA04008112A patent/MXPA04008112A/en active IP Right Grant
- 2003-02-10 BR BR0307768-3A patent/BR0307768A/en not_active IP Right Cessation
- 2003-02-10 CN CNB038035936A patent/CN100488647C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-02-10 WO PCT/CA2003/000199 patent/WO2003070393A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-02-10 AU AU2003203104A patent/AU2003203104C1/en not_active Ceased
- 2003-02-10 CA CA002476081A patent/CA2476081C/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-02-10 EP EP03701409A patent/EP1476258B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2004
- 2004-09-20 NO NO20043930A patent/NO334349B1/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN100488647C (en) | 2009-05-20 |
| AU2003203104C1 (en) | 2008-07-17 |
| NO20043930L (en) | 2004-09-20 |
| CA2476081A1 (en) | 2003-08-28 |
| WO2003070393A1 (en) | 2003-08-28 |
| CA2476081C (en) | 2007-06-12 |
| MXPA04008112A (en) | 2005-06-17 |
| AU2003203104B2 (en) | 2007-11-01 |
| US20030155158A1 (en) | 2003-08-21 |
| AU2003203104A1 (en) | 2003-09-09 |
| CN1691991A (en) | 2005-11-02 |
| US6695077B2 (en) | 2004-02-24 |
| EP1476258A1 (en) | 2004-11-17 |
| EP1476258B1 (en) | 2006-04-26 |
| BR0307768A (en) | 2004-12-21 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO334349B1 (en) | Thermal process for treating hydrocarbon contaminated drill cuttings | |
| US7690445B2 (en) | Oil contaminated substrate treatment method and apparatus | |
| US6668947B2 (en) | Drill cutting treatment method | |
| US4725362A (en) | Treatment techniques for drill fluids, cuttings and other oil field wastes | |
| NO315808B1 (en) | Procedure for handling cuttings from a borehole on an offshore rig | |
| US5141526A (en) | Fuel preparation from a waste sludge | |
| US4014780A (en) | Recovery of oil from refinery sludges by steam distillation | |
| US10557089B2 (en) | Emulsion and system for catalytic pyrolysis | |
| CA2762444C (en) | Solvent extraction of bitumen using heat from combustion of product cleaning streams | |
| EP1153197A1 (en) | Method and apparatus for cleaning drill cuttings | |
| US20130331632A1 (en) | Process for separation and recovery of cuttings, emulsion and slurry components | |
| CN102292289A (en) | System and method for activating carbonaceous material | |
| US4252639A (en) | Coal beneficiation processes | |
| NL8500270A (en) | METHOD FOR DEPOSITING SMALL PARTICULAR, SOLID OR PUMPABLE SOLID AND LIQUID WASTES IN UNDERGROUND SEAL-COVERED SPACES, IN PARTICULAR SALT CAVES | |
| CA2477102C (en) | Drill cutting treatment method and apparatus | |
| CA1108547A (en) | Separation of bitumen from tar sands using sulfur and water | |
| US5347069A (en) | Treating oily wastes | |
| JP7107685B2 (en) | How to treat chlorine-containing plastics | |
| PT1404466E (en) | Process for the remediation of soil polluted by organic compounds | |
| SU971107A3 (en) | Method for producing bitumen from bitumenous sandstones | |
| WO1984003517A1 (en) | Dewatering of solid materials | |
| WILLIAMSON | PHYSICAL/CHEMICAL TREATMENT OF PETROLEUM CONTAMINATED SOILS | |
| TW201819604A (en) | A method for the production of diesel | |
| CA2298391A1 (en) | Process and apparatus for treating contaminated materials |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |